14.2. Методи дослідження пластів і продуктивності свердловин

Дослідження свердловин проводять для вивчення їх продуктивності і отримання інформації про колекторських властивості і будову продуктивних пластів. Параметри пластів визначають за даними про дебіт рідини і газу залежно від тисків на вибоях або за даними змін цих показників у часі, а також за спостереженнями за тепловими ефектами в свердловині у процесі припливу рідин і газів. Визначення параметрів пластів за результатами дослідження свердловин відноситься до зворотних завдань гідродинаміки, при вирішенні яких за даними, отриманим при експлуатації свердловин, судять про властивості колекторів і свердловин (проникність, пористість, пьезопровідність пласта, недосконалість свердловин і т. д.).

Застосовують наступні методи дослідження свердловин і пластів:

1) метод усталених відборів;

2) метод дослідження за спостереженнями несталих процесів у пласті (після зупинки свердловин, зміни режимів їх роботи або після зміни статичного рівня у свердловині);

3) метод гідропрослуховування (простежування впливу зміни режиму роботи свердловини або групи свердловин на зміну тиску в сусідніх або віддалених свердловинах у часі);

4) вивчення профілю припливу (поглинання) і параметрів по розрізу пласта;

5) контроль за поточним нафтонасиченням пласта при витісненні нафти водою;

6) вивчення властивостей пласта по розрізу за допомогою калориметричного ефекту.

Дослідження за пунктом 2, у залежності від способу експлуатації свердловин, їх призначення, пластового тиску і властивостей колектора проводяться у вигляді різних модифікацій:

1) реєструється зростання у часі забійного тиску після зупинки фонтанної, газліфтної або насосної свердловини;

2) записується падіння тиску на гирлі нагнітальної свердловини після її зупинки;

3) простежується підйом рівня рідини у кільцевому просторі після зупинки насосних свердловин;

4) простежується зниження рівня у свердловині, що простоює (п'єзометричній), після короткочасного підливу (або відтартування) рідини;

5) реєструється в часі падіння тиску на вибої свердловини після початку її експлуатації з постійним дебітом.

14.3. Дослідження нафтових свердловин на приплив при сталому режимі

Дослідження цим методом полягає у визначенні залежності дебіту свердловини (нафти, води, газу та кількості піску, що виноситься) від перепаду тиску між пластом і вибоєм при сталій фільтрації. Для різних пластових умов практично усталений процес притоку настає через різні проміжки часу, які визначають у процесі дослідження, як час встановлення дебіту свердловини і вибійного тиску. Цей час може коливатися від декількох годин до декількох діб і тижнів.

У зв’язку з інтерференцією свердловин при дослідженні їх на приплив не слід допускати зміни режиму роботи найближчих свердловин як під час дослідження, так і за кілька годин (а якщо можливо, то і протягом декількох діб) до дослідження.

Теоретичні основи дослідження на приплив однакові для усіх свердловин незалежно від способу їх експлуатації.

Залежно від способу експлуатації змінюється лише техніка дослідження.

За даними дослідження будують графіки залежності дебіту від перепаду між пластовим і вибійним тисками (рис. 14.3). Ці графіки називаються індикаторними. По осі абсцис прийнято відкладати дебіт свердловини Q, по осі ординат – відповідну депресію Δр = р_пл. – р_виб. або пониження рівня S. Депресію Δр визначають як різницю між динамічним пластовим тиском і тиском на вибої свердловини. Динамічний пластовий тиск визначають шляхом вимірювання вибійного тиску в зупиненій свердловині, коли він практично перестає змінюватися у часі. Динамічний пластовий тиск відповідає тиску в пласті між працюючими свердловинами.

За формою індикаторні лінії відносно осі дебітів можуть бути прямими, випуклими і увігнутими. Форма індикаторної кривої визначається режимом дренування пласта, режимом фільтрації, природою рідин, що рухаються або газу, несталими процесами у пласті, величиною опору, що виникає у процесі руху рідини із пласта у свердловину та в її стовбурі.

І ндикаторна лінія для нафтової свердловини буде прямою лише за умови, що режим дренування покладу напірний і в пласті установився рух однорідної рідини за лінійним законом.

При напірних режимах індикаторна лінія, спочатку пряма, із збільшенням депресії може переходити в криву, опуклу відносно осі дебітів (рис. 14.3, криві 1, 4). Викривлення індикаторної лінії відбувається внаслідок порушення лінійного закону фільтрації

Рис. 14.3. Види індикаторних ліній свердловин

у привибійній зоні під впливом сил інерції (поблизу фільтраційних отворів швидкість руху стає настільки великою, що інерційні сили починають здійснювати суттєвий вплив на процес фільтрації). Якщо режим дренування покладу відрізняється від водонапірного (режим розчиненого газу, гравітаційний), індикаторна лінія завжди буде в тій чи іншій мірі кривою, опуклою стосовно осі дебітів (рис. 14.3, крива 2).

Індикаторні лінії типу 2 характерні також для свердловин, що експлуатують нафтові поклади, приурочені до тріщинуватих колекторів. Із зниженням вибійного тиску крім зростання інерційних сил зменшується розкриття тріщин з відповідним зростанням опору привибійної зони пласта. У результаті проявлення інерційних сил, зниження проникності тріщин або одночасного прояву обох факторів із зростанням депресії тиску індикаторна крива викривлюється (стає опуклою до осі дебітів).

Індикаторна лінія, увігнута до осі дебітів (рис. 14.3, крива 3), найчастіше є результатом вимірювання дебітів і забійних тисків, коли перерозподіл тиску у пласті ще установився. Вважається, що іноді увігнуті індикаторні лінії відображають включення в роботу при підвищенні депресії додаткових пропластків, які не беруть участь у фільтрації нафти при малих перепадах тисків.

Увігнуті індикаторні лінії для нагнітальних свердловин часто пояснюються відкриттям старих і виникненням нових тріщин при підвищенні тиску нагнітання. При отриманні увігнутих індикаторних ліній дослідження на приплив необхідно повторити.

Для газових свердловин індикаторні лінії будують в координатах – Δр². Ці лінії за формою аналогічні формам індикаторних ліній для нафтових свердловин. Але найчастіше вони мають випуклу форму відносно осі дебітів. Індикаторні лінії, увігнуті відносно осі дебітів, також свідчить про дефектність випробувань. Це відбувається, як правило, в результаті недостатнього часу, відведеного на встановлення режиму роботи свердловини, або внаслідок неточності вимірювання чи появи води на вибої. Причиною подібного явища, особливо в газових свердловинах, може бути також очищення привибійної зони.